Способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству при цементировании скважин

Способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству при цементировании скважин

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве скважин, в частности при цементировании заколонного пространства как газовых, так и нефтяных скважин с большим газовым фактором.

Известен способ крепления скважин (Патент РФ №2068489, кл. Е21В 33/13, от 1996 г.), включающий установку в заданном месте заколонного пространства скважины твердеющего тампонажного материала (ступень процесса крепления обсадной колонны) и установку над ним нетвердеющего пластичного тампонажного состава. При этом в качестве нетвердеющего пластичного тампонажного состава используют гидрофобный нетвердеющий тампонажный материал, состоящий из дизельного топлива и битума, приобретающий свойства пластического тела после подачи его в скважину.

При осуществлении указанного известного способа регулируют вязкость нетвердеющего тампонажного материала во время приготовления путем введения загустителя и дополнительного нагрева до вязкости твердеющего тампонажного материала. Указанный способ предназначен для повышения герметичности крепи.

Однако, указанный способ не лишен ряда недостатков, а именно:

- применение в данном способе нетвердеющего тампонажного состава, включающего углеводородную жидкость, требует дополнительных мероприятий по пожарной безопасности и не удовлетворяет требованиям экологии;

- осуществление известного способа привязано к требованиям соблюдения определенной температуры, что не всегда возможно выполнить в условиях буровой.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по назначению является способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устье, включающий крепление обсадных колонн цементированием с подъемом цементного раствора нормальной плотностью выше кровли газового (продуктивного) пласта на высоту до 50 м и установку над цементным раствором состава с вязкоупругими свойствами, приготовленного из отработанного глинистого раствора со шламом с добавкой порошкообразного полиакриламида, а интервал в многолетнемерзлых породах заполняют незамерзающим раствором с устья скважины и при снижении уровня указанного раствора производят его подкачку для обеспечения гидростатического давления в заколонном пространстве над цементным кольцом выше пластового (Патент РФ №2235858, кл. Е21В 33/14, от 2002 г.).

Недостатком указанного известного способа является отсутствие при твердении цементного раствора достаточного воздействия гидростатического давления, создаваемого составом с вязкоупругими свойствами, в результате чего происходит проникновение в цементный раствор газа и пластовой жидкости и образование в цементном камне каналов, по которым возможны перетоки нефти и газа. Это препятствует надежной герметизации заколонного пространства.

Кроме того, еще одним недостатком указанного известного способа является то, что при его осуществлении производят заполнение незамерзающим раствором (аналог бурового раствора) заколонного пространства. Буровой раствор не является стабильной системой и со временем может произойти его полная деструкция. В результате из вышележащих проницаемых пластов в скважину могут поступать пластовые флюиды, что в дальнейшем может привести к разгерметизации заколонного пространства.

Технический результат, достигаемый заявляемым изобретением, заключается в повышении надежности цементирования за счет создания гарантированно герметичной крепи, а также в увеличении безаварийных сроков эксплуатации скважины.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом предупреждения миграции газа по заколонному пространству при цементировании скважин, включающим крепление обсадных колонн цементированием с подъемом цементного раствора нормальной плотности выше кровли продуктивного пласта и установку над цементным раствором состава с вязкоупругими свойствами, при этом новым является то, что над составом с вязкоупругими свойствами дополнительно размещают тампонажный состав со сроками схватывания более длительными, чем у цементного раствора, и с необходимой плотностью, обеспечивающей создание гидростатического давления выше давления газа в продуктивном пласте в период ожидания застывания цементного раствора, доставленного в интервал продуктивного пласта, а установку над цементным раствором состава с вязкоупругими свойствами производят на высоту не менее 10 м, причем в качестве состава с вязкоупругими свойствами используют безглинистый вязкоупругий состав.

В преимущественном варианте выполнения в качестве безглинистого вязкоупругого состава используют состав с регулируемыми сроками жизни.

В него может быть введен утяжелитель.

Срок жизни безглинистого вязкоупругого состава определяется временем его деструкции, после которого происходит выпадение утяжелителя.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет следующего.

Благодаря тому, что над составом с вязкоупругими свойствами дополнительно размещают тампонажный состав необходимой плотности и со сроками схватывания более длительными, чем у цементного раствора, расположенного в интервале продуктивного пласта, обеспечивается создание гидростатического давления выше пластового давления в продуктивном пласте на весь период ожидания застывания цементного раствора, расположенного напротив продуктивного интервала, что исключает образование каналов в крепи, а значит, повышает ее герметичность и надежность.

Благодаря тому, что установку над цементным раствором состава с вязкоупругими свойствами производят на высоту не менее 10 м, создается достаточный буфер между цементным раствором и тампонажным составом, что также препятствует миграции газа в цементный раствор и в вышележащие интервалы.

Нарушение структуры состава с вязкоупругими свойствами (далее ВУС) при выпадении утяжелителя по окончании срока жизни ВУС приводит к образованию своеобразной пробки, благодаря которой осуществляется дополнительная герметизация заколонного пространства.

Все это приводит к уменьшению вероятности возникновения миграции газа по заколонному пространству, а значит, - к увеличению безаварийных сроков эксплуатации скважины.

Предлагаемый способ прост в осуществлении, т.к. предусматривает минимальное количество используемых реагентов и операций.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

Пример

Определяют геолого-технические характеристики: глубину скважины, забойную температуру, диаметр колонны, интервал продуктивного пласта, пластовое давление и т.д.

Например, необходимо произвести цементирование скважины со следующими исходными данными:

- глубина скважины (по вертикали) - 1400 м;

- диаметр колонны - 168 мм;

- диаметр долота - 215,9 мм;

- интервал продуктивного пласта - 1200-1400 м;

- градиент пластового давления - 0,0103 МПа/м;

- плотность бурового раствора - 1080-1100 кг/м³;

- плотность жидкости затворения - 1000 кг/м³.

Сначала производят подготовку скважины к цементированию, например, по способу по патенту РФ №2137906. Затем закачивают в скважину цементный раствор нормальной плотности 1,82 г/см³ со сроками загустевания, равными Тц/0,75 - предположительно 2 часа (срок схватывания 3 часа), и продавливают его выше кровли продуктивного пласта (в нашем случае - газового пласта) на высоту 50-100 м от кровли указанного газового пласта. Одновременно готовят на дневной поверхности безглинистый вязкоупругий состав (далее ВУС). В качестве указанного безглинистого ВУС с регулируемыми сроками жизни может быть использован состав, известный из патента РФ №2132458, следующего компонентного содержания, мас.%:

крахмал	5-10
NaOH	0,5-1
ПАВ	0,05-0,075
смесь тетрабората натрия
и перекисного соединения
в соотношении 1÷5÷1	0,7-1,5
вода	остальное

Регулируемый срок жизни конкретных составов указанных безглинистых ВУС составляет 3-4 часа.

Для повышения эффективности в указанный ВУС дополнительно вводят утяжелитель, например, барит или гематит в необходимом количестве.

Рассчитывают по формуле необходимую высоту установки ВУС в скважине над цементным раствором

H=10⁵·ΔP/ρ_ВУС,

где ρ_ВУС - плотность ВУС, кг/м³;

ΔР - избыточное давление, МПа, необходимое для уравновешивания пластового давления Р_ПЛ гидростатическим столбом жидкости затворения цементного раствора Р_ЖЗ, определяемое по формуле

ΔР=Р_ПЛ-Р_ЖЗ.

В нашем случае избыточное давление будет равно

ΔР=12,36-12,0=0,36 МПа.

По приведенной выше формуле, исходя из плотности ВУС=1630 кг/м³, определяем высоту установки ВУС:

Н=10⁵·0,36/1630=22 м.

Далее, устанавливают ВУС в скважину над цементным раствором. Следом в скважину закачивают порцию тампонажного состава необходимой плотности со сроками загустевания 3 часа (срок схватывания 3,5-4 часа), мас.ч:

цемент	100
вода	50
понизитель фильтрации	0,3

Как видно, сроки загустевания (схватывания) указанного тампонажного состава более длительны, чем сроки загустевания (схватывания) у цементного раствора, установленного в интервале продуктивного пласта. Это необходимо для того, чтобы во время образования цементного камня из цементного раствора, расположенного в интервале продуктивного пласта, сохранялось превышение гидростатического давления над пластовым за счет порции тампонажного состава, расположенной над ВУС. Данная порция обладает более длительными сроками схватывания и тем самым, за счет создания необходимого превышения гидростатического давления над пластовым, предотвращается миграция газа по цементному раствору во время ожидания застывания цемента (ОЗЦ).

Таким образом, цементный раствор не будет подвержен влиянию газа, поступающего из газового пласта.

ВУС, в свою очередь, играет роль пакера, расположенного в затрубном пространстве, и предупреждает миграцию газа в вышележащие интервалы, тем самым обеспечивая формирование цементного камня из тампонажного состава верхней порции без проникновения в него газа.

Дополнительно после цементирования во время ОЗЦ цементного раствора произойдет саморазрушение ВУС (за счет регулируемого срока жизни), утяжелитель выпадет в осадок и тем самым создаст непроницаемую пробку, предупреждающую миграцию газа в тампонажный состав, благодаря чему последний также обеспечит герметичную крепь.

Данная технология позволяет качественно изолировать как газовые скважины, так и нефтяные скважины с высоким газовым фактором за счет предупреждения миграции газа из пласта во время ОЗЦ и благодаря созданию гарантированно герметичной крепи, а качественная и надежная изоляция скважины позволяет увеличить безаварийные сроки ее эксплуатации.

1. Способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству при цементировании скважин, включающий крепление обсадных колонн цементированием с подъемом цементного раствора нормальной плотности выше кровли продуктивного пласта и установку над цементным раствором состава с вязкоупругими свойствами, отличающийся тем, что над составом с вязкоупругими свойствами дополнительно размещают тампонажный состав со сроками схватывания более длительными, чем у цементного раствора, и с необходимой плотностью, обеспечивающей создание гидростатического давления выше давления газа в продуктивном пласте в период ожидания застывания цементного раствора, доставленного в интервал продуктивного пласта, а установку над цементным раствором состава с вязкоупругими свойствами производят на высоту не менее 10 м, причем в качестве состава с вязкоупругими свойствами используют безглинистый вязкоупругий состав.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве безглинистого вязкоупругого состава используют состав с регулируемыми сроками жизни.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в безглинистый вязкоупругий состав с регулируемыми сроками жизни дополнительно вводят утяжелитель.

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что срок жизни безглинистого вязкоупругого состава определяется временем его деструкции, после которого происходит выпадение утяжелителя.